海洋石油开发是目前的重点开发对象，而如何才能够评估产井井下风险呢？下面小编就为大家带来了产井井下风险评估方法，感兴趣的朋友可以看一看哦！
摘要：目前海洋石油开发时间长，调整井数量多，海上油气产出量大，井下风险难以评估，海洋石油开采的安全问题受到极大的挑战。针对上述问题，采用ＰＨＡＳＴ软件计算油藏能量进行油井自溢能力分析；在分析海上油田井下风险影响因素的基础上，综合油藏能量和自溢能力分析，提出一种适用于在产井井下风险定性定量评估方法。该方法可进行井下风险等级划分，提出了对应的控制措施。将该方法成功应用于海上某油田，为该油田的安全开发提供了保障。
随着油气资源的持续开采，海上井网密集，井下油气压力海上石油开采的安全形势越发严峻。国家关于海洋石油勘探开发作业的法规不断更新，对安全提出了更高更远的要求。海上油气开采主要风险主要来自地层油藏特点、井下流体性质。目前多采用一或两个指标简单判断风险等级，这样往往会导致高估或低估事故风险。而采用风险定义的评价方法，利用事故发生频率和事故严重程度的乘积来判断风险的大小，同样存在一定的局限性。针对这一问题，笔者认为需要从在产井井下风险最根本的因素考虑，研究最本质的影响因素，更好的控制风险源头。因此需要建立一种定量划分井下风险等级方法，对不同的生产井进行风险等级划分，根据风险等级合理配置井控设备和工具，避免浪费巨大的人力和物力。
１在产井井下风险因素
对生产油气井进行井下风险影响调研和分析，按照类型分为油藏地质条件、设备设施［１］、管理制度与体系、人员技术与操作［２～５］四方面。目前影响井下风险的主要因素有：油藏地层压力系数、油气比、井网开发方式、油藏温度、储层深度等油藏地质条件因素，以及井口装置功能失效、套管环空封隔失效、安全仪表失效、井下安全阀、过电缆封隔器失效、井控系统失效等设备设施因素。从最根本的因素评估井下风险，要评估油藏自身的风险状况，因此选取地层压力、地层压力系数、油气比、产气量、油藏温度、井筒流体压力系数等主要影响因素［６］，定量的评估井下风险。
２定量评估井下风险
油气井能否发生自溢或自喷，本质上主要是取决于油井的自溢能量［７］的大小。因此从油藏能量角度出发，研究井下风险。在流体上升过程中，由于压力的降低，不可避免的会有油藏气体的析出，气窜是发生井喷事故的主要因素之一，因而在确定井下风险影响因素时，选定在产井自溢能量和油井油藏气体能量为主要影响因素，综合评定井下风险。
２．１自溢能力的确定
自溢能量主要是流体从井底运移到井口过程中，井底流体克服自身重力和运移过程中的阻力需要的最小能量。影响自溢能量的因素主要是油藏压力系数和井筒流体的压力系数。自溢能力反映了地层压力系数与流体压力系数的差值。地层压力在相对一定时间内保持稳定，井筒流体压力系数越低，自溢能力相对越强。因此计算井筒流体压力系数是研究的关键。油藏开采过程中，整个井筒的压力系数根据流体的流动状态和组成不同而异，主要的影响因素为开采过程中的含水率、气油比、开采类型、地层压力［８～９］。随着开采的进行，地层压力下降，含水率升高，井筒中的压力梯度值相应增加。整个井筒的流体压力随着井深不同而变化，因此要收集和整理整个井筒流体压力，寻找其变化规律。油井流体自溢能量的计算主要是根据静压测试报告、产能试井和压力恢复测试成果报告，静压测试反映了井筒不同深度的静压梯度，通过静压梯度实质反映了不同井深流体的静压系数。资料梳理和计算的步骤如图１。通过不同区域的几口井的自溢能量的计算，得出不同区域油井的流体压力系数，结合地层压力系数衡量自溢能力。下面通过一口井的例子，说明如何计算自溢能力。以ＸＸ井为例，ＸＸ井Ⅰ油组静压测试数据如表１所示。＋表１反映了油层段静压流体的分布和特点，数据中只反映了油层段的静压力梯度值，并不能反映全井筒不同深度的压力梯度值。为了了解全井井筒静压梯度变化趋势，需要对测试的原始数据进行整理，按照每１００ｍ梳理对应的压力值，结合测试的原始数据形成５０～１６５０ｍ井段的流体状态的数据。将不同井深的压力梯度值与对应的井深进行线性拟合，通过拟合曲线可以反映井筒流体压力梯度的变化规律，如图２所示。压力梯度值与深度的拟合曲线公式为：ｙ＝－０．１２９ｘ３＋０．３１７ｘ２－０．０８２ｘ＋０．８２２Ｒ２＝０．９８４（１）根据公式计算井筒流体的相对均值压力系数，由于特定的井深对应相应的压力梯度值，通过对拟合曲线的积分，然后与垂深、清水的压力进行比值，得出了全井筒流体的权重压力系数。（２）将Ｈ０＝５１．５×１０－３、Ｈ１＝１６５１．５×１０－３代入上面公式（２）得出井筒的流体压力系数为０．８９３，而根据油藏测试的数据得出，目前的地层压力系数在０．８～０．８４之间变化，地层压力系数低于井筒的流体压力系数。根据此方法对某油田１００余口井的的井筒流体压力系数进行统计、计算，从而寻找油田区块的流体压力系数分布状态。通过对在产井井筒流体压力系数进行计算，经统计后发现大多数的井筒压力系数在０．８５～０．９０之间，最低的压力系数是０．８，如图３所示。综合油田区域油井自溢能量计算结果和统计的结果，发现目前的地层压力随开发的时间逐渐降低，开发过程的含水量也在逐渐升高。根据风险“二八”定律原则分析得出：当油井的地层压力系数低于０．８０，油井几乎没有自溢能力；当地层压力系数在０．８～０．９０５之间，油井自溢能力很小；当地层压力系数高于０．９０５时，油井自溢能力较大。
２．２油藏气体能量的确定
随着流体减压，在产井中的气体逐渐脱离而出，气体本身具有压缩性，在开采过程中蕴含中巨大的破坏力，也是井控破坏的主要原因之一。因此我们也要计算油藏气体能量。通过梳理生产资料，目前油井的产油量和产气量在逐渐减少，油水比越来越高。因此只要利用近年来日常生产时产气量最大的数据，不但代表气体的最大量，也代表了近年来气体最大破坏风险。将油田的压力、温度、产油量、产气量、油层套管尺寸等参数输入到ＰＨＡＳＴ软件中，采用泄漏模型进行气体的能量计算，根据各个油井的参数计算油井气体的喷发的动力能，动能的大小就反映了油井气体本身的破坏能力。油井气体的能量主要跟油井油藏压力、产气量、油井的温度、泄漏的尺寸等参数相关，通过定量计算软件（ＰＨＡＳＴ）算出气体的做功能量。统计在产井的气体做功能量变化区间为（７９５６．５５，２１５９５４．５７）ＭＪ，按照风险“二八”定律理论要求和风险等级划分要求，指定当油井气体能量小于２６０００ＭＪ时属于低能量，２６０００～５００００ＭＪ属于中等能量，大于５００００ＭＪ属于高能量。
３井下风险判别
油井井下井控风险评估从井控的本质安全因素—油井地层能量着手研究，通过计算油井自溢能力和油井油藏气体能量，综合评定井下井控的风险。以自溢能量为主，结合油藏气体做功能量形成风险矩阵，从而对在产井井下风险进行等级划分。图４为井下井控风险评判矩阵图，红色的区域代表高风险，黄色代表中风险，绿色的代表低风险。根据风险矩阵图的要求，按照上述方法算出地层压力系数和含气油井的油藏气体做功能量，根据风险矩阵原则综合判定在产井井下井控风险等级。海上某油田有１００余口在产井，并进行井下风险等级划分。按照高、中、低等级进行统计分析：油田井下风险高的井占２４％；井下风险中等的井占４７％；井下风险低的井占２９％。针对高风险井，企业要进行高投入，列入日常生产重点关注井，定期监测并记录井底压力、井口压力、温度等生产参数，参数波动大时缩短监测周期，掌握井底压力、环空带压状况和发展趋势变化，确保井上井下井控设备完好。针对中、低风险井，了解井底压力状况和发展趋势，监测并记录井底压力、井口压力、温度等生产参数，若井口装置、安全仪表、井下安全阀等井控设施失效，适时维修或更换。
４结论及建议
①分析了影响在产井井下风险的多种因素，从基于本质安全角度出发，建立在产井井下风险分析评估方法。②提出的评估方法综合地层压力系数、油藏汽油比、油气生产量等因素，建立在产井井下风险评估分级模型。从本质安全出发，得出井下风险状况，并划分了风险等级，该评估方法在实际应用时简单有效，对现场的井下风险管理工作有很好的指导意义。
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